В газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения выделено три эксплуатационных объекта – БП12-14, БП15, БП17. Основным по количеству скважин является объект БП12-14. Объекты БП15 и БП17 разрабатывается единичными скважинами [1, 2].
По состоянию на 01.01.2015 г. пробурено 37 скважин, три из которых (№№ 82к, 111к и 923р) переведены на другие объекты. Общий фонд по состоянию на 01.01.2015 г. насчитывает 34 скважины, в том числе действующих – 24, в бездействии – три, в освоении – одна, наблюдательных – шесть.
Распределение эксплуатационного фонда скважин по категориям представлено на рисунке 1.
Рисунок 1 – Распределение эксплуатационного фонда скважин.
Газоконденсатные объекты
Скважины газоконденсатных объектов вскрывают от одного до трех пластов одновременно. Подавляющее большинство скважин вскрывают пласты БП123 и БП142.
Коэффициент использования фонда скважин в 2014 г. составляет 0.857 д.ед., коэффициент эксплуатации 0.863 д.ед. Причинами простоя скважин являются: бездействие скважины № 32к, перевод скважин №№ 913Р, 916Р в бездействие, пребывание скважины № 21к в освоении после бурения.
Проектный фонд добывающих скважин на газоконденсатных объектах месторождения реализован на 93 % (фонд добывающих скважин должен составлять 40 единиц). Для полного выполнения проектных решений следует пробурить шесть боковых стволов из имеющихся скважин и две новые добывающие скважины.
Таким образом, проектный фонд на газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения формируется согласно решениям предыдущего проектного документа.
При сопоставлении с предыдущими годами в 2014 г. отмечается снижение коэффициента использования скважин, а также увеличение времени в остановленном состоянии.
В газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения выделено три эксплуатационных объекта – БП12-14, БП15, БП17. Основным по добыче является объект БП12-14, в состав которого входят три пласта БП123, БП142 и БП140. Добыча свободного газа, газа газовых шапок и конденсата по газоконденсатным объектам на Восточно-Таркосалинском месторождении начата в 1999 году скважиной № 916Р на пласте БП123. Динамка основных показателей по газоконденсатным объектам с начала разработки представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Динамика основных показателей разработки газоконденсатных объектов Восточно-Таркосалинского месторождения
По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча свободного газа, газа газовых шапок по газоконденсатным объектам составила 37739 млн.м3, конденсата 5492 тыс.т [3].
Разработка газоконденсатных объектов ведется на режиме истощения. Годовая добыча свободного газа, газа газовых шапок за 2014 год – 1887 млн.м3, конденсата – 199.6 тыс.т, воды – 33.6 тыс.т. Среднегодовой дебит газа в 2014 году составил 252.7 тыс.м3/сут, конденсата – 26.7 т/сут. В действующем фонде, в течение 2014 г., пребывало 27 скважин.
Максимальный уровень добычи свободного газа, газа газовых шапок достигнут в 2008 году (3718 млн.м3), когда действующий добывающий фонд достиг своего максимального значения. Самый высокий уровень добычи конденсата отмечен ранее (в 2006 году) – 570.5 тыс.т.
Газоконденсатный фактор в 2014 году составляет 106 г/м3, за всю историю эксплуатации максимальный ГКФ достигнут в 2003 году, составляя – 210 г/м3.
В целом стоит отметить стабильный уровень дебитов свободного газа, газа газовых шапок в течение всего периода разработки. Газоконденсатный фактор в целом имеет общую тенденцию к снижению.
Максимальные отборы газа и конденсата приходятся на пласты БП123 и БП142 объекта БП12-14 (рисунок 3).
Рисунок 3 – Динамика основных показателей разработки газоконденсатного объекта БП12-14
Ниже приводится характеристика добычи свободного газа, газа газовых шапок и конденсата по объектам БП12-14, БП15 и БП17.
Объект БП12-14
Объект БП12-14, в состав которого входят три пласта БП123, БП142 и БП140, разрабатывается с 1999 года. Максимальный уровень добычи газа достигнут в 2008 году (3710 млн.м3), максимальная добыча конденсата – 569 тыс.т (2006 г.). Среднегодовые дебиты газа за период эксплуатации изменялись от 233.7 тыс.м3/сут (1999 год) до 252.0 тыс.м3/сут (2014 год). Максимальный дебит свободного газа по объекту 435.6 тыс.м3/сут (2006 г.).
Дебит конденсата в течение разработки изменился от 41.6 т/сут (1999 г.) до 26.6 т/сут (2014 г.). Максимальный дебит конденсата 77.9 т/сут (2003 г.).
Газоконденсатный фактор – 106 г/м3 (снизился с начала разработки на 41%). Всего за период работы накопленная добыча конденсата составила 5468 тыс.т.
Накопленная добыча воды составляет 400.4 тыс.т, годовая добыча воды – 33.5 тыс.т. Среднегодовой содержание воды в пластовом газе 17.4 г/м3.
Объект БП15
В состав объекта БП15 входит одноименный пласт. Объект введен в эксплуатацию в 2002 году, эксплуатируется одной скважиной № 64к совместно с объектом БП12-14. Максимальный уровень добычи газа газовой шапки достигнут в 2008 году (7.6 млн.м3), максимальная добыча конденсата – 1.7 тыс.т (2006 год). Среднегодовые дебиты газа за период эксплуатации изменялись от 9.9 тыс.м3/сут (2004 год) до 22.6 тыс.м3/сут (2008 год). Среднегодовые дебиты конденсата за период эксплуатации изменялись от 2.3 т/сут (2014 год) до 4.8 т/сут (2006 год). Конденсатогазовый фактор за 2014 год – 162 г/м3.
По состоянию на 01.01.2015 г. накопленная добыча газа газовой шапки составляет 73 млн.м3, конденсата – 14.5 тыс.т.
За 2014 год добыто газа – 5.1 тыс.м3, конденсата – 0.8 тыс.т, воды – 0.08 тыс.т. Среднегодовое содержание воды в пластовом газе 16.1 г/м3.
Объект БП17
В состав объекта БП17 входит газовая шапка пласт БП172-1. Разработка объекта начата в 2011 году скважиной № 51к. В 2014 год добыча газа не велась, так как в октябре 2013 скважина № 51к была остановлена по причине обводнения и в 2014 году переведена в пьезометрический фонд.
Накопленная добыча газа газовой шапки по объекту БП17 составила 91 млн.м3. Накопленная добыча конденсата составила 10.2 тыс.т. КГФ изменялся от 246 (2011 г.) до 222 г/м3 (2013 г.). Накопленная добыча воды составила 222 тонны. Содержание воды в пластовом газе по накопленным показателям 2.3 г/м3.
Таким образом, накопленная добыча свободного газа и газа газовых шапок на газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения составляет 37739 млн.м3, конденсата – 5492 тыс.т. За 2014 год отбор газа – 1887 млн.м3, конденсата – 199.6 тыс.т. Добыча газа снизилась на 49% от максимальной величины, добыча стабильного конденсата – на 65%.
Среднегодовой дебит газа за 2014 г. – 252.7 тыс.м3/сут, снизился по сравнению с максимальным на 42.1 %, средний дебит стабильного конденсата 26.7 т/сут - снизился на 65.8 %.
Конденсатогазовый фактор в целом по объекту имеет общую тенденцию к снижению. Его минимум (104 г/м3) приходится на 2013 г. В 2003 году КГФ имеет максимальное значения 210 г/м3.
Максимальный накопленный отбор свободного газа приходится на объект БП12-14 (37575 млн.м3), что составляет 99 % от накопленной добычи по газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения. Минимальная добыча газа получена из объекта БП15 (73 млн.м3), что объясняется единственной действующей низкодебитной скважиной №64к, работающей совместно с пластами БП123 и БП142.
По скважинам отмечается снижение дебитов газа в период эксплуатации, что объясняется падением пластового давления в зоне отбора, и является закономерным процессом при разработке залежей на режиме истощения.
Разработка газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения, включающей пласты БП123, БП140, БП142, БП15, БП172-1 ведется с 1999 г.
В таблице 2 представлена характеристика начальных и текущих давлений в зонах отбора разрабатываемых залежей. Значения текущих пластовых давлений определялись как инструментально, так и пересчетом (статика). Средние значения замеренных и пересчитанных давлений близки друг другу. Следует отметить, что пересчитанные значения в совместных скважинах характеризуют состояние пластового давления по объекту в целом и не позволяют судить об изменении энергетики отдельных пластов.
Таблица 2 – Характеристика начальных и текущих давлений в зонах отбора. Газоконденсатная часть Восточно-Таркосалинского месторождения
|
Пласт |
Пластовое давление в зоне отбора, МПа |
|
|
Начальное |
Текущее |
|
|
БП123 |
28.6 |
10.9 |
|
БП140 |
28.7 |
22.9 |
|
БП142 |
28.7 |
17.2 |
|
БП15 |
30.0 |
23.3 |
По основной залежи пласта БП123 (р-н скв. №№ 73Р-70Р-923Р) пластовое давление в зоне отбора снизилось на 17.7 МПа (61.9 %), пласта БП140 – на 5.8 МПа (20.3 %), пласта БП142 – на 11.6 МПа (40.2 %), пласта БП15 – на 6.8 МПа (22.5 %). Динамика пластовых замеров по газоконденсатным объектам представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Динамика замеров пластового давления. Газоконденсатная часть Восточно-Таркосалинского месторождения
Залежи в районе скважин №№ 72Р-75Р-128Р были введены в разработку в 2008 году запуском четырех скважин (№№ 31к, 32к, 91к и 92к). На данном участке эксплуатируется только пласт БП142. Текущее среднее пластовое давление в зоне отбора по данным прямых замеров и пересчета составило 17.3 МПа, что на 39.7 % меньше первоначального [4,5].
Исходя из динамики замеров, снижение пластового давления происходит в зонах отбора скважин с разной интенсивностью, однако, следует отметить, что количество замеров ограниченно и не дает полной картины изменения энергетики по пластам.
В газоконденсатной части Восточно-Таркосалинского месторождения числятся шесть скважины наблюдательного фонда (№№ 70Р, 74Р, 44к, 51к, 83к, 102к), расположенные в залежи основного участка разработки. Скважина № 102к переведена в пьезометрический фонд в мае 2013 года, скв. № 51к – в январе 2014 года, скв. №№ 44к и 83к – в июне 2014 года. Замеры по этим скважинам единичны. Поэтому анализ динамики пластового давления приводится по данным наблюдательных скважин №№ 70Р и 74Р. Кроме того использованы измерения в скважины № 923Р, которая с мая 2003 находилась в пьезометрическом фонде пласта БП123. Замеры пластового давления в данных скважинах проводились как с использованием глубинного манометра, так и определением статистического уровня.
Анализ динамики пластового давления в наблюдательных скважинах, показал, что монотонное снижение пластового давления происходит только в скважине № 70Р.
Изменения давления в районе скважины № 923Р в начальный период носят случайный характер и связаны, скорее всего, с плохим качеством измерений. Стабильность пластового давления в скважине № 923Р может быть связана с отсутствием хорошей гидродинамической связи области замера давления с зонами отборов. Не исключено также на данном участке наличие тектонических нарушений, литологических экранов или сильного ухудшения ФЕС. Также можно сделать предположение о высокой активности законтурной области, которая поддерживает пластовое давление в районе скважины № 923Р на уровне, близком первоначальному.
Замеры, сделанные в скважине № 74Р, свидетельствуют о снижении пластового давления в данной области более чем на 2 МПа, после чего пластовое давление оставалось практически неизменным. Возможно, в данной области оказывает влияние законтурная зона, которая удерживает энергетику на определенном уровне.
Согласно картам изобар, средневзвешенное пластовое давление по состоянию на 01.01.2015 г. по пласту БП123 составило 13.7 МПа, по основной залежи пласта БП142 – 13.6 МПа, по залежи р-на скважины № 72Р (БП142) – 17.3 МПа. По пласту БП140 средневзвешенное пластовое давление составляет 22.5 МПа, по пласту БП15 среднее пластовое давление снизилось до 29.0 МПа (на 3.3 %) в связи с работой на пласте одной добывающей скважины.